0引言
变压器油含气量是指以分子状态溶解在油中的气体所占油体积的百分含量。在正常条件下，变压器油内可溶解一定的空气和H2、烷烃类等气体，如在20℃、101.3k Pa下，矿物油中的溶解空气度约为10%。
发电厂主变压器作为电网系统重要设备，绝缘油中含气量是保证电网系统安全运行的重要指标。为发电厂主变一项重要绝缘监督指标，对诊断评估其运行状态有着重要意义。变压器油中含气量指的是溶解在绝缘油中的气体总量，包括:N2、O2、CO、CO2、H2及烃类气体,含气量是判断变压器油的密封情况，主要是检查空气，即N2和O2。油色谱分析的主要是烃类气体、H2、CO以及CO2，通过各种特征气体的不同含量，判断变压器内部是否存在故障和故障种类。
含气量超标将会降低油耐压，加速油老化，严重时可能导致气泡放电，甚至绝缘击穿。降低变压器油中含气量可以减少油中泡沫形成，减少绝缘油的氧化及老化，延长变压器绝缘材料的使用寿命。因此，它是变压器油是否合格的重要参数之一,必须严格限制变压器油中的气体含量。
1故障案例
某发电厂#3主变压器额定容量为1140MVA，额定电压为540±2×2.5%/27k V，绝缘油重量为92.5t，储油柜为胶囊式结构，冷却方式为强油循环导向风冷却。2015年3月投入了运行，2016年5月实施了增容改造。
2021年3月18日，取样检测含气量为3.41%，超出了GB/T 7595-2017《运行变压器油质量》及GB/T 14542-2017《运行变压器油维护管理导则》这两个标准中规定的指标（500k V变压器运行油中含气量不大于3%）。
2故障原因排查
2.1取样分析
2021年3月至2021年10月，连续对#3主变压器绝缘油色谱跟踪取样检测，H2、CO、CO2、CH4、C2H4、C2H6、C2H2这七种特征气体含量及产气率有了缓慢增长趋势（见表1）。
2020年4月至2021年10月，持续跟踪绝缘油含气量取样检测，含气量变化逐步增大，2021年10月检测含气量为3.04%已超标，见表2。
检测运行变压器油中溶解气体的主要成分为N2和O2，见表3，这两种气体是空气的主要成分。因此，#3主变内部故障产生气体可能性很小，可以排除。造成#3主变绝缘油含气量上升应为变压器箱体外部存在渗漏点等原因混入了气体。
2.2密封性检查
2021年11月，在#3主变压器停运检修期间，采用“静气压法”对油箱及附件进行密封性检查。
1）拆下吸湿器，关闭阀门5（见图1），打开储油柜下方气体继电器两侧阀门及断流阀，通过吸湿器联管往储油柜内胶囊缓慢充入压力为0.03MPa的高纯N2，关闭吸湿器管接头阀门，对渗漏点进行排查。
1—储油柜本体；2—胶囊；3—胶囊挂钩；4—储油柜与本体连通管接头；5—胶囊与储油柜本体连通阀门；6—胶囊连通管接头；7—抽真空及接吸湿器联管；8—吊攀；9—放气塞
2）对本体各部位的密封垫、套管连接管口、升高座、外壳焊接缝隙、压力释放阀等进行全面检查，未发现渗漏油的痕迹。
3）检查储油柜顶部管路及法兰、排气塞、储油柜与本体连通阀门、气体继电器，断流阀等未发现渗油现象。
4）重点对潜油泵进出法兰、冷却器与本体联管等负压的部位进行了检查，未发现渗油现象。
从#3主变压器本体及管路外部漏点进入空气可能性可以排除。
进行储油柜密封性检查。该储油柜为胶囊式结构，在储油柜内安装了一个耐油的橡胶胶囊，胶囊内部经过吸湿器管路与大气相通，外部与绝缘油接触。若储油柜胶囊破裂或油囊法兰口密封不严缺陷，从外部检查很难发现进气点，故对储油柜单独采取“静气压法”的方法进行检查。
1）关闭气体继电器两侧进出阀门，关闭胶囊与储油柜本体连通阀门，将吸湿器联管接入氮气瓶，接入精度为0.4级、量程为1.6MPa压力表，向油囊缓慢充入压力为0.01MPa高纯N2，打开储油柜顶部两个放气塞排出大量空气，待排油后关闭放气塞、持续充气至0.035MPa。经过2h观察压力值下降，初步分析判断胶囊内漏、储油柜本体连通阀门可能未关紧或者内漏。
2）打开储油柜顶排气阀，将油箱排油阀接入滤油机将储油柜油排入油罐，拆开侧面人孔盖板进行内检。拆卸油囊全部吊攀，全方位外观检查，储油柜内壁无毛刺、焊渣等尖锐异物，油囊表面无裂纹、无破裂缺陷，油囊法兰口密封良好。油囊内漏排除。
3）分别拆开储油柜与本体连通管接头、胶囊连通管接头、胶囊与储油柜本体连通阀门，检查胶囊与储油柜本体连通阀门，发现蝶阀阀杆已关闭到位，但阀板存在轻度变形缺陷已无法关严，见图2和图3。
4）在主变现场安装抽真空时该连通阀门打开，抽真空注油完毕，即关闭该连通阀门，隔绝气室和油室。由于阀门存在质量问题可能在安装期间抽真空作用下阀板产生了轻度变形，通过吸湿器吸入的空气进入储油柜腔内长期与绝缘油接触，进而充分混合溶解，在油流涌动过程中进入油箱，致使变压器油中含气量逐步升高。连通阀阀板关闭不严是导致#3主变压器含气量偏高的主要原因。
3处理方案
1）更换储油柜胶囊与储油柜本体连通阀门后，再次做整体气密性试验。
接入精度为0.4级、量程为1.6MPa压力表，充入压力为0.035MPa的N2，经过24h考核压力无明显下降，各法兰、焊口无渗漏现象，符合DL/T 393-2021《输变电设备状态检修试验规程》对油浸电力变压器整体密封检查验收标准。
2）抽真空滤油脱气
通过真空泵、罗茨泵持续抽真空60多小时，将真空雾化罐真空度保持在10Pa以下，油箱本体真空度保持67Pa以下，将各种气体逐步析出。
采用上进下出成对角布置连接滤油机管道进行热油循环。将真空滤油机出油口油温设定为65±5℃，持续滤油72h。
将流量控制在10000L/h稳定值，减少了油流对铁心等绝缘的冲击，保证了脱气和脱水的效果。
3）静置排气
经过72h静置，先后2次对本体、套管、冷却器、气体继电器及管路充分排气。
处理后取样化验，变压器绝缘油含气量为0.19%，低于相关标准中规定的指标（500kV变压器投入运行前油中含气量不大于1%）。处理后连续运行1年，变压器绝缘油油含气量保持了较好水平，见表4。
4防范措施
发电厂设备管理者应根据变压器实际运行状态，合理制定500kV变压器油含气量检测周期。建议将含气量检测周期调整为每年2次。若出现含气量超标情况下应缩短检测周期，同时密切关注色谱在线装置数据并结合每月色谱数据、各项运行参数分析，掌握劣化趋势，合理制定检修方案。
对于储油柜与本体连通阀门内漏等隐蔽性缺陷应利用停机或检修期间采取密封性试验进行检验排查。对变压器各渗漏点特别是变压器潜油泵管路等处于负压区部位渗油应引起重视，及时采取措施处理和控制渗漏点。
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